孫銳:建設光熱發電基地有利于實現高比例新能源電力外送
發布者:wwh | 來源:CSPPLAZA光熱發電網 | 0評論 | 718查看 | 2019-07-23 19:35:15    

CSPPLAZA光熱發電網訊:近日,在由CSPPLAZA主辦、中控太陽能和龍騰光熱聯合主辦的2019第六屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會上,電力規劃設計總院副院長孫銳就建設光熱發電基地有利于實現高比例新能源電力外送作了主題發言。


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圖:孫銳作主題發言


孫銳在發言中指出,光熱發電主要有以下幾點優勢:第一,出力穩定,可連續發電;第二,可根據電網負荷需求調峰;第三,作為同步發電機電源,可為系統提供短路容量,具備電壓支撐能力;第四,可參與一次調頻和二次調頻,并為系統提供轉動慣量,增強系統穩定性。


同時,孫銳就通過我國規劃建設的西電東送電力通道,實現高比例新能源電力外送給出了四種方案,即:煤電+風電+光伏;少量煤電+風電+光伏+電儲能;少量煤電+風電+光熱發電;光熱發電+風電。數據分析顯示,通過有序建設太陽能光熱發電基地,充分利用這些電力外送通道,采用光熱發電全部替代燃煤發電,外送新能源電力比重可達到100%,而且經濟性更好。


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表:四種方案下發電成本的比較


孫銳表示,根據我國能源發展戰略,要實現電力保障,必須要有可靠、靈活的電源或是儲能電站提供電力保障。在新能源電力中,光熱發電可以提供相應的電力保障,且其具有調節的靈活性,在未來高比例新能源裝機的條件下,光熱發電必將發揮其應有的作用。


更多精彩內容,請閱讀下面刊出的孫銳的演講全文:


各位專家大家上午好!我今天主要匯報的內容包括:第一,我國電力發展現狀和趨勢;第二,光熱發電的優勢;第三,電力外送方案對比分析;第四,總結。


第一部分,關于我國能源發展現狀和戰略目標。


2018年,全國能源消費總量為46.4億噸標準煤,其中非化石能源消費占比達14.3%。按照我國能源發展戰略——逐步采用非化石能源替代化石能源,計劃于2020年非化石能源在一次能源消費占比中達到15%,2030年達到20%,2050年達到50%。在非化石能源中,非化石能源電力占比超過90%,那么要完成我國非化石能源發展戰略目標,重點在于非化石能源發電。


關于我國電力發展現狀。2018年,全國電源總裝機19億千瓦,非化石能源發電裝機占比達40.7%,其中太陽能發電占比達到9.2%;2018年全國總發電量6.99萬億千瓦時,非化石能源發電量占比30.4%,其中太陽能發電量占比僅為2.5%。由此可以看出來,非化石能源發電裝機占比(尤其是太陽能發電)與發電量占比之間有很大的落差。目前,太陽能發電主要是光伏發電,其平均利用小時數是1212小時。但是,我國非化石能源戰略要靠發電量,而非裝機量。


國家發改委、能源局發布的《能源生產和消費革命戰略(2016-2030)》提出,到2030年非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭要達到50%。按照這些能源發展戰略目標,由中國電科院周孝信院士率領的課題組對未來的電力構成進行了預測。


按照周孝信院士課題組的預測,到2030年太陽能發電量的占比近10%,太陽能發電裝機達到5.73億千瓦,占比達到20%;2050年太陽能發電量占比將達到27%,太陽能發電裝機達到21.576億千瓦,占比將達到41%;2030年太陽能發電與風電的裝機容量之和將達到10億千瓦,占比達到35%;2050年太陽能發電與風電的裝機容量之和將達到36億千瓦,占比將達到68%。


如此高比例的新能源裝機容量,由誰來保證電力的可靠供給?這是一個非常嚴峻的問題。目前,光伏和風電只能作為電量的補充,電力的保障要靠煤電,而按照預測,煤電到2030年裝機將下降到9億千瓦,2050年下降到4億千瓦,誰來做電力保障?這個問題必須要解決。所以,我們必須要有可靠、靈活的電源或是儲能電站提供電力保障。在新能源電力里面,光熱發電和生物質發電是可以提供這樣的電力保障的,而且它具有調節的靈活性,所以在未來高比例新能源裝機的條件下,光熱發電和生物質發電必將發揮其應有的作用。


第二部分,光熱發電的優勢。


光熱發電是首先把光變成熱,再通過熱能轉化產生高溫高壓蒸汽,帶動汽輪機組發電,關鍵在于其配置儲熱系統。在夏季,光熱發電基本可以連續24小時發電,當然,在中午時段或者晚高峰后可以降低出力(前提是不棄光),這樣可以為光伏和風電讓路。按照目前的可再生能源法,可再生能源應該是100%收購的,但是為什么風電、光伏做不到?因為其電力品質達不到電網的要求,給電網造成很大的沖擊,盡管有法律的保障,但是它在技術層面是無法保證的。光熱發電是有保障的,是可以替代燃煤機組的,而光伏和風電則無法替代燃煤機組。光熱發電的熔鹽儲能系統可以保證其實現電力供應,按照當前的可再生能源法,光熱發電應該要100%收購,其電力品質是有技術做保障。


光熱發電還可以發揮調峰作用,但前提是需要有相應的調峰電價。目前,1.15元/千瓦時的電價是可利用調度電價,按照整個生命周期25年可用的調度、投資資本回報率10%測算的電價。因此,光熱發電可以用來調峰,但是調峰電價就不一定按照1.15元/千瓦時,而是不同時間采取不同的電價。那么,光熱電站整個25周年的生命周期內,每個小時的電價是多少?我們需要有法律保證,如果做不到這一點,電價便沒有保障。同時,電力輔助服務是隨著電力市場的變化而不斷調整的,如果沒有相應的購電協議,投資回報是無法預測的,這樣銀行也不可能提供貸款,那么光熱電站的建設無從談起。


光熱發電在春秋季節的調控作用更加明顯,它完全可以按照電力負荷的需求,實現從早高峰一直到晚高峰的出力,這樣對光伏和風電更有利。因為我國所處緯度較高一點,光熱電站冬季每日的發電量通常是夏季一半的發電量,白天進行儲能,晚高峰開始發電。若遭遇極端天氣,譬如連續幾天沙塵暴,在沒有光照的條件下,儲能便無法實現。


但是,光熱發電機組在極端氣象條件下,系統缺少發電功率時,利用天然氣加熱熔鹽或導熱油便可實現機組運轉,備用成本非常低。對于光伏來講,即使配置蓄電池儲能,如果遇到類似情況,就不能夠發揮應急作用了,此時我們不可能備整臺的燃氣發電機組,常年不發電只是為了應急,這樣備用成本太高了。所以,這也是光熱發電的優勢,即便沒有光照條件仍然可以發揮應急作用。


在這里,我想總結一下光熱發電的幾個主要優勢:第一,出力穩定,可連續發電;第二,可根據電網負荷需求調峰;第三,作為同步發電機電源,可為系統提供短路容量,具備電壓支撐能力;第四,可參與一次調頻和二次調頻,并為系統提供轉動慣量,增強系統穩定性。


接下來,我想對比一下光熱發電和光伏發電。若光伏要作為調力保證的電源,一般要配置至少6小時的儲能,才能滿足晚高峰的電力需求。從發電量上來講,同容量的光熱發電機組的發電量是光伏發電的2.5倍,即一座裝機100MW的光熱電站的發電量相當于裝機250MW的光伏電站再配置100MW電功率儲能6小時(配置60萬千瓦時的儲能)的發電量。經過這樣的對比,我們可以看到它的經濟性。目前,經過幾年的發展,光熱發電的上網電價已經降到了約1.05元/千瓦時,現在光伏加蓄電池的電價約1.233元/千瓦時。


關于光熱發電的調峰作用。以新疆電網為例進行模擬計算,如果目前新疆的電網裝設100萬千瓦光熱發電機組,可以減少棄風棄光電量10%;裝設500萬千瓦光熱發電機組,可以減少棄風棄光電量37.6%。


關于光熱發電的調頻作用。以西北電網為例,如果關停1200萬千瓦的火電燃煤機組,采用等容量的新能源裝機替代,有兩種方案:一種是新增1200萬千瓦的光熱發電;另一種是新增1200萬千瓦的風電和光伏。如果有一臺35萬千瓦燃煤機組突然跳閘,通過模擬計算可以看出,在光熱發電機組轉動慣量的支撐下,系統能夠維持頻率穩定。


第三部分,電力外送方案對比分析。


在我國規劃的光熱發電基地區域,已投運和規劃建設多個特高壓電力外送通道,這些區域也是我國光資源、土地資源比較豐富的地區,那么,如何利用這些電力外送通道實現更高比例的可再生能源輸送呢?有序建設太陽能發電基地,充分利用這些電力外送通道,輸送可再生能源電力。


下面,我們通過不同的方案來對比分析:方案一:煤電+風電+光伏,這是目前采用的方案;方案二:少量煤電+風電+光伏+電儲能;方案三:少量煤電+風電+光熱發電;方案四:光熱發電+風電。


以±800kV的特高壓直流外送通道為例,選擇新疆哈密地區外送電力到江蘇,設計輸電功率800萬千瓦,為保證受電地區的供電可靠性,電源配置原則為:可靠電源功率不低于600萬千瓦,年輸電量約440億千瓦時。


方案一中,參考國內目前類似的直流外送通道,配置煤電600萬千瓦,風電800萬千瓦,光伏150萬千瓦。這樣計算下來,通道新能源電量占比44.2%。酒泉-湖南特高壓輸電工程中,燃煤發電占比60%,現在已經棄光棄電率高達12.5%了,因此,再增加新能源的配比,棄光棄電率還要上升。這種方案中,無碳捕捉和儲存(CCS)的情況下,不含稅綜合度電成本為318.7元/MWh,有CCS就會上漲到471.64元/MWh。


方案二中,風電裝機容量同樣考慮800萬千瓦,煤電裝機減少到200萬千瓦,為保證與方案一同樣的送電電量和電力可靠性,需配置1000萬千瓦光伏和功率為400萬千瓦的儲能系統(儲能6小時)。這樣算下來,新能源發電量占比就可以提升到78.4%,在沒有CCS的情況下,其不含稅綜合度電成本為395.9元/MWh,有CCS則上漲到456.7元/MWh。


方案三中,采用光熱發電替代光伏發電及電儲能,配置方案為200萬千瓦燃煤裝機、800萬千瓦風電、400萬千瓦光熱發電。這樣計算下來,新能源占比78.5%,和第二個方案基本相當,在沒有CCS的情況下,其不含稅綜合度電成本為387.8元/MWh,有CCS則上漲到448元/MWh。


方案四中,采用光熱發電替代全部煤電機組,配置600萬千瓦光熱發電,800萬千瓦風電。這種方案中不涉及燃煤機組,因此和CCS不相關,其不含稅綜合度電成本為436.1元/MWh。(注:上述成本預算是到按照2030年,包括光熱電價、光伏和蓄電池儲能電價都在下降的結果來算的。)


從這四種方案中我們可以看出,在目前這種輸電模式下(第一種方案),新能源的電量占比約為44%,再提高就很難了。煤電在沒有CCS的情況下,發電成本是最低的,有了CCS以后成本大幅上升。


方案三與方案二對比,在相同的煤電和風電裝機容量條件下,配置光熱發電機組方案比配置光伏+電儲能方案的經濟性更好。雖然光伏發電的成本低于光熱發電,但是為保障通道電力供應的可靠性,需要配置較大規模的電儲能,而電儲能的造價高,壽命周期短,使光伏+電儲能方案的經濟性下降。


方案四與方案三對比,煤電采用CCS后,燃煤發電成本大幅增加,采用光熱發電全部替代燃煤發電,外送新能源電力比重可達到100%,而且經濟性更好。


總體而言,采用煤電+風電+光伏的電源配置方案,輸送新能源電力的比重難以繼續提高;增設光熱發電裝機以后,相比光伏+儲能的配置方案,它在輸電的可靠性和經濟性上更好;若采用光熱發電替代全部的燃煤機組,則可實現100%的新能源電力輸送,其經濟性是最好的。


第四部分,我想簡單總結一下。


首先,光熱發電機組可以實現穩定可靠的電力輸出,調節性能優越,可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷,也可以作為調峰機組承擔高峰負荷,可參與電力系統的一次調頻和二次調頻,并能減少電力系統對儲能電站容量的需求。


其次,如果新能源電力只作為電力系統的補充,那么不需要運行光熱機組,但如果新能源裝機容量高比例得以實現,并承擔電力保證,那么光熱發電就可以發揮其價值了。光熱發電替代的不是光伏(光熱和光伏是互補的關系),而是電力系統的儲能。相比光伏發電配置電池儲能系統,光熱發電機組不僅能為電力系統提供轉動慣量的支持,有利于維持系統的頻率穩定,而且在極端天氣情況下,可以作為天然氣應急發電機組使用。


第三,結合我國西電東輸戰略,在西北的電力外送通道送出端配置光熱發電機組,替代燃煤機組,可顯著提升通道的可再生能源電力比重,與配置光伏+蓄電池電站相比,具有更好的可靠性和經濟性。


謝謝大家!

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